TFG_Ignacio_Calvo_Moya_2020

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Grado Universitario en Ingeniería en Tecnologías 
Industriales 
2019-2020 
 
Trabajo Fin de Grado 
“Diseño y análisis de una planta 
fotovoltaica para venta a red de 1 a 
5 MW” 
 
Ignacio Calvo Moya 
Tutor/es 
Carolina Marugan Cruz 
Emilio de Andrés Barcena 
Leganés, 2020 
 
 
 
 
 
 
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Esta obra se encuentra sujeta a la licencia Creative Commons Reconocimiento – No 
Comercial – Sin Obra Derivada 
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RESUMEN 
 
El principal objetivo del proyecto es el diseño y análisis de una planta solar fotovoltaica, 
comúnmente conocida como “huerto solar”, buscando un beneficio económico mediante 
la venta a red de la energía generada por la radiación solar incidente. Se llevará a cabo un 
análisis de la situación actual de la energía fotovoltaica, centrándose en los factores 
económicos, legales y tecnológicos más relevantes para este tipo de instalaciones, así 
como un estudio de la viabilidad del proyecto y las posibles alternativas existentes, 
definiendo las características y funciones de los distintos elementos que componen una 
instalación de este tipo. 
 
El proyecto se implantará en un terreno en la localidad de Layos, en la provincia de 
Toledo, y constará de una potencia nominal de 4,2 MW. La central de producción estará 
conectada a la red de distribución de Iberdrola en su red de media tensión. La energía 
generada será vendida a dicha compañía en su totalidad, actuando como productor de 
energía en el mercado eléctrico. 
 
Analizaremos los pasos necesarios para desarrollar este tipo de proyectos, desde la 
selección del terreno hasta la puesta en marcha de la instalación, teniendo en cuenta que 
la vida útil de este tipo de proyectos se estima en unos 35 años, aunque su eficiencia se 
ve reducida notablemente a partir de los 25. 
 
 
Palabras clave: Generación de energía solar; Fuente de energía renovable; Panel solar; 
Productor de energía. 
 
 
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ABSTRACT 
 
The main goal of the project is the design and analysis of a solar power energy plant, 
commonly called “solar harvesting”, in order to obtaining an economical benefit by 
selling the generated energy through the incident solar radiation to the electric market. A 
study of the current situation of the photovoltaic energy will be done, focusing on the 
economical, legal and technological aspects, as well as analyzing the possible 
alternatives. The different characteristics and functions from all the components forming 
this project will be described. 
 
The project will be implemented in a terrain located in Layos, in the province of Toledo, 
and will have a nominal power of 4,2 MW. The production plant will be connected to 
Iberdrola’s distribution network in its medium voltage line. The generated energy will be 
wholly sold to this company, acting as an energy producer in the electric market. 
 
There will be an analysis of the different steps needed to develop this kind of projects, 
from the selection of the terrain to starting the energy production, taking into account that 
the useful lifetime of this projects is about 35 years, although its efficiency is drastically 
reduced after the first 25 years of solar exposure. 
 
Keywords: Solar energy production; Renewable energy source; Solar panel; Energy 
producer. 
 
 
 
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INDICE 
1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 6 
2 EVALUACIÓN GENERAL DEL ENTORNO ........................................................ 9 
2.1 ANÁLISIS LEGAL Y REGLAMENTARIO. ................................................... 9 
2.2 ANÁLISIS TECNOLÓGICO: ......................................................................... 12 
2.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL ENTORNO. ................................................ 16 
3 DESCRIPCIÓN DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA ...................................... 19 
3.1 VENTAJAS E INCONVENIENTES DE UNA PLANTA SOLAR. ... 20 
3.2 DESCRIPCIÓN DEL EFECTO FOTOVOLTAICO ...................................... 21 
3.3 SELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO ....................................................... 21 
3.4 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS .................................................................... 22 
3.4.1 PARÁMETROS FUNDAMENTALES ................................................... 24 
3.5 ESTRUCTURA DE SOPORTE ...................................................................... 25 
3.6 INVERSOR ..................................................................................................... 26 
3.7 CABLEADO Y PROTECCIONES ................................................................. 27 
3.8 PUESTA A TIERRA DE LA INSTALACIÓN .............................................. 29 
3.9 SISTEMA DE TELECONTROL, TELEMEDIDA Y FACTURACIÓN ....... 30 
3.10 INSTALACIONES DE SEGURIDAD Y VIGILANCIA ............................... 31 
3.11 MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN ............................................................ 31 
4 SELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO ............................................................... 32 
4.1 INFORMACIÓN CATASTRAL ..................................................................... 32 
4.2 SELECCIÓN DEL ESPACIO ÚTIL ............................................................... 33 
4.3 ESTUDIO DEL PERFIL DEL TERRENO ..................................................... 36 
4.4 RECURSO SOLAR DISPONIBLE ................................................................. 44 
5 DISEÑO DE LA INSTALACIÓN .......................................................................... 46 
5.1 ESQUEMÁTICO DEL DISEÑO .................................................................... 46 
5.2 DIMENSIONADO DEL INVERSOR ............................................................. 46 
5.3 ELECCIÓN DEL PANEL FOTOVOLTAICO ............................................... 48 
5.4 DISPOSICIÓN DE LOS MÓDULOS ............................................................. 50 
5.5 DIMENSIONADO DEL TERRENO .............................................................. 53 
5.6 ESTRUCTURAS DE SOPORTE .................................................................... 58 
5.6.1 SEGUIDORES SOLARES ...................................................................... 60 
5.7 CAJAS DE CONEXIÓN (STRING BOX COMBINER) ............................... 62 
5.8 DISEÑO DE CONDUCTORES EN DC ......................................................... 63 
5.9 CONEXIÓN EN SERIE DE LOS PANELES. ................................................ 63 
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5.9.1 CONEXIÓN STRING – CAJA DE CONEXIONES – INVERSOR ....... 65 
5.10 DISEÑO DE CONDUCTORES EN AC ......................................................... 69 
5.11 PROTECCIONES ............................................................................................ 72 
5.11.1 PROTECCIÓN CONTRA SOBREINTENSIDADES ............................. 72 
5.11.2 PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES .................................... 72 
5.11.3 PROTECCIONES ESPECÍFICAS DE GENERADORES CONECTADOS 
EN REDES DE DISTRIBUCIÓN .......................................................................... 72 
5.12 INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA ..................................................... 74 
6 ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN ....................................................................... 79 
7 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO....................................................... 85 
7.1 DESCRIPCIÓN DEL SECTOR ...................................................................... 85 
7.2 ESTIMACIÓN ANUAL DE LOS INGRESOS .............................................. 86 
7.3 PRESUPUESTO .............................................................................................. 90 
7.4 TIEMPO DE AMORTIZACIÓN .................................................................... 91 
8 CONCLUSIONES................................................................................................ 101 
9 BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................... 102 
 
 
 
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INDICE DE FIGURAS 
FIG. 1.1. MAPA GLOBAL DE IRRADIACIÓN ANUAL HORIZONTAL EN KWH/M2
 [1] ............... 7 
FIG. 1.2. MAPA EUROPEO DE IRRADIACIÓN ANUAL HORIZONTAL EN KWH/M2
 [2] .............. 7 
FIG. 1.3. MAPA DE IRRADIACIÓN ANUAL EN ESPAÑA EN KWH/M2, SOBRE EL ÁNGULO 
ÓPTIMO DE INCLINACIÓN DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO [3] ........................................ 8 
FIG. 2.1. EVOLUCIÓN LCOE PARA CÉLULAS CRISTALINAS [8] ......................................... 13 
FIG. 2.2. EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS EN €/WP [8].......................................................... 13 
FIG. 2.3. EVOLUCIÓN ANUAL DE LA POTENCIA FOTOVOLTAICA EN ESPAÑA [9] ............... 14 
FIG. 2.4. ENERGÍA FOTOVOLTAICA GENERADA EN ESPAÑA [8] ........................................ 14 
FIG. 2.5. ESTRUCTURA DE GENERACIÓN RENOVABLE PENINSULAR [10] .......................... 15 
FIG. 2.6. ESTRUCTURA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA PENINSULAR [10] ............................ 15 
FIG. 2.7. EVOLUCIÓN DEL LCOE DEL CARBÓN FRENTE AL LCOE DE ENERGÍAS SOLAR Y 
EÓLICA [11] .............................................................................................................. 17 
FIG. 2.8. EVOLUCIÓN DEL COSTE POR WP INSTALADO DE TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA [8]
 ................................................................................................................................. 17 
FIG. 2.9. POTENCIA INSTALADA POR COMUNIDAD AUTÓNOMA [11] ................................. 18 
FIG. 3.1 ESQUEMA GENERAL DE UNA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA [12] ...................... 19 
FIG. 3.2. GROUND COVERAGE RATIO [14] ....................................................................... 22 
FIG. 3.3. DIFERENCIAS VISUALES ENTRE MONOCRISTALINO Y POLICRISTALINO [15] ....... 23 
FIG. 3.4. CURVA GENÉRICA DE CORRIENTE, TENSIÓN Y POTENCIA DE UNA CÉLULA SOLAR 
FOTOVOLTAICA [17] ................................................................................................. 25 
FIG. 3.5. ESQUEMA DE PROTECCIONES PARA INSTALACIONES GENERADORAS CONECTADAS 
A RED [19] ................................................................................................................ 29 
FIG. 3.6. ESQUEMA DEL CENTRO DE SECCIONAMIENTO [19] ............................................ 30 
FIG. 4.1. INFORMACIÓN CATASTRAL DEL TERRENO .......................................................... 32 
FIG. 4.2. CARTOGRAFÍA CATASTRAL DEL TERRENO ......................................................... 32 
FIG. 4.3. LOCALIZACIÓN DEL TERRENO [20] .................................................................... 33 
FIG. 4.4. VISTA SATÉLITE DEL PERÍMETRO DEL TERRENO [20] ......................................... 33 
FIG. 4.5. IDENTIFICACIÓN DE UN APOYO DE LA LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN [20] .................. 34 
FIG. 4.6. ACOTACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO Y LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN [20] .................. 35 
FIG. 4.7. PREFERENCIAS DEL PROPIETARIO PARA LA SELECCIÓN DEL TERRENO ............... 36 
FIG. 4.8. PERFIL DEL TERRENO, PENDIENTE SUR MÁXIMA DEL 6% [21] ............................ 37 
FIG. 4.9. PERFIL DEL TERRENO, PENDIENTE SUR MÁXIMA DEL 7% [21] ............................ 37 
FIG. 4.10. PERFIL DEL TERRENO, CAMBIO DE INCLINACIÓN NORTE-SUR [21] ................... 38 
FIG. 4.11. PERFIL DEL TERRENO, PENDIENTE SUR MÁXIMA DEL 3% [21] .......................... 38 
FIG. 4.12. PERFIL DEL TERRENO, PENDIENTE SUR MÁXIMA DEL 2% [21] .......................... 39 
FIG. 4.13. PERFIL DEL TERRENO, PENDIENTE ASCENDENTE [21] ...................................... 39 
FIG. 4.14. PERFIL DEL TERRENO, PENDIENTE ASCENDENTE [21] ...................................... 40 
FIG. 4.15. PERFIL DEL TERRENO ALTERNATIVO [21] ........................................................ 40 
FIG. 4.16. PERÍMETRO Y SUPERFICIE DE LA ZONA NORTE [20].......................................... 41 
FIG. 4.17. PERÍMETRO Y SUPERFICIE DE LA ZONA SUR [20] .............................................. 42 
FIG. 4.18. FOTOGRAFÍA DEL SUELO DEL TERRENO ........................................................... 43 
FIG. 4.19. RADIACIÓN HORIZONTAL GLOBAL (W/M2) Y VALORES MEDIOS ANUALES [23] 44 
FIG. 4.20. RADIACIÓN TOTAL SOBRE EL PLANO DE LOS MÓDULOS [23] ............................ 45 
FIG. 5.1. EJEMPLO DE LA CURVA DE EFICIENCIA DE UN INVERSOR [24] ............................ 47 
FIG. 5.2. DIAGRAMA OPERACIONAL DEL INVERSOR (IMAGEN OBTENIDA DE LA COTIZACIÓN 
DE POWER ELECTRONICS) ........................................................................................ 48 
FIG. 5.3. DIAGRAMA OPERACIONAL DE UNA CAJA DE CONEXIONES [25] .......................... 48 
FIG. 5.4. GARANTÍA DE FUNCIONAMIENTO LINEAL OFRECIDO POR YINGLI [26] ............... 49 
FIG. 5.5. ÁNGULOS DE DISEÑO DE UN PANEL SOLAR [27] ................................................. 50 
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FIG. 5.6. DISPOSICIÓN DE LOS MÓDULOS SELECCIONADA [29] ......................................... 51 
FIG. 5.7. ELEVACIÓN SOLAR EN LAS COORDENADAS DEL TERRENO [30] .......................... 52 
FIG. 5.8. DISPOSICIÓN FINAL DEL CAMPO FOTOVOLTAICO [32] ........................................ 58 
FIG. 5.9. ALTERNATIVAS DE DISEÑO ESTRUCTURAL [29] ................................................. 59 
FIG. 5.10. OPCIONES DE HINCADO DE LA ESTRUCTURA [29]............................................. 59 
FIG. 5.11. ALTERNATIVAS DE SUJECIÓN DE LAS ESTRUCTURAS [29] ................................ 59 
FIG. 5.12. ESTRUCTURA CON SEGUIDOR SOLAR [33] ........................................................ 60 
FIG. 5.13. ESTRUCTURA CON SEGUIDOR SOLAR [33] ........................................................ 61 
FIG. 5.14. ESTRUCTURA CON SEGUIDOR SOLAR [33] ........................................................ 61 
FIG. 5.15. ESTRUCTURA CON SEGUIDOR SOLAR [33] ........................................................ 62 
FIG. 5.16. DIVISIÓN DEL CAMPO FOTOVOLTAICO ............................................................. 63 
FIG. 5.17. ESQUEMAS DE CONEXIÓN ENTRE PANELES [35] ............................................... 64 
FIG. 5.18. DISTANCIA ENTRE POSTES DE LA ESTRUCTURA [32] ........................................ 66 
FIG. 5.19. DISTANCIA ENTRE EL STRING MÁS ALEJADO Y EL INVERSOR [32] .................... 66 
FIG. 5.20. ESQUEMA DE PROTECCIONES INCORPORADAS POR EL INVERSOR ..................... 73 
FIG. 5.21. CONDICIONES QUE DEBEN CUMPLIR LOS ELECTRODOS [39] ............................. 76 
FIG. 5.22. PARÁMETROS CARACTERÍSTICOS DE ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA, PICAS 
EN HILERA UNIDAS POR CONDUCTOR EN HORIZONTAL [39] ...................................... 76 
FIG. 6.1. DISTRIBUCIÓN PORCENTUAL DE LAS PÉRDIDAS DEL PROYECTO [32] ................. 79 
FIG. 6.2. ENERGÍA VERTIDA A LA RED (KWH) .................................................................. 79 
FIG. 6.3. ENERGÍA ANUAL GENERADA DURANTE LA VIDA ÚTIL DE LA INSTALACIÓN (MWH)
 ................................................................................................................................. 80 
FIG. 6.4. POTENCIA DE LA PLANTA FOTOVOLTAICA EL 21 DE JUNIO (KW) ....................... 81 
FIG. 6.5. POTENCIA DE LA PLANTA FOTOVOLTAICA EL 18 DE DICIEMBRE (KW) ............... 81 
FIG. 6.6. POTENCIA DE LA PLANTA FOTOVOLTAICA EL 16 DE MARZO (KW) ..................... 82 
FIG. 6.7. POTENCIA DE LA PLANTA FOTOVOLTAICA EL 23 DE SEPTIEMBRE (KW) ............. 82 
FIG. 6.8. TEMPERATURA DEL MÓDULO A LO LARGO DEL AÑO [23] ................................... 83 
FIG. 6.9. EFICIENCIA DEL MÓDULO A LO LARGO DEL AÑO [23] ........................................ 84 
FIG. 7.1. EVOLUCIÓN DEL PRECIO MEDIO DIARIO DE LA ENERGÍA SEGÚN EL OMIE [42] 86 
FIG. 7.2. INGRESOS ACUMULADOS GENERADOS POR LA VENTADE ENERGÍA .................... 89 
FIG. 7.3. FLUJO DE CAJA CALCULADO A PARTIR DEL PRECIO MEDIO 2017-2019 ............... 92 
FIG. 7.4. FLUJO DE CAJA CALCULADO A PARTIR DE UN +10% DEL PRECIO MEDIO 2017-
2019 ......................................................................................................................... 94 
FIG. 7.5. FLUJO DE CAJA CALCULADO A PARTIR DE UN +20% DEL PRECIO MEDIO 2017-
2019 ......................................................................................................................... 96 
FIG. 7.6. FLUJO DE CAJA CALCULADO A PARTIR DE UN -10% DEL PRECIO MEDIO 2017-2019
 ................................................................................................................................. 98 
FIG. 7.7. FLUJO DE CAJA CALCULADO A PARTIR DE UN -20% DEL PRECIO MEDIO 2017-2019
 ............................................................................................................................... 100 
 
 
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INDICE DE TABLAS 
TABLA 5.1. ALTERNATIVAS DE MODELO DE PANEL FOTOVOLTAICO. ........... 49 
TABLA 5.2. DATOS POSICIONALES DEL TERRENO ............................................... 52 
TABLA 5.3. CARACTERÍSTICAS DEL PANEL [26] ................................................... 53 
TABLA 5.4. CARACTERÍSTICAS DEL INVERSOR [31] ............................................ 53 
TABLA 5.5. VALORES CRÍTICOS DE DISEÑO .......................................................... 57 
TABLA 5.6. VALORES ADMISIBLES DE TENSIÓN DE CONTACTO EN FUNCIÓN 
DE LA DURACIÓN DE LA CORRIENTE DE FALTA ........................................ 74 
TABLA 5.7. CONDICIONES QUE CUMPLIR POR LOS ELECTRODOS ................... 78 
TABLA 6.1. PRODUCCIÓN TOTAL .............................................................................. 84 
TABLA 7.1. PRECIO MEDIO MENSUAL (€/MWH) [42] .............................................. 87 
TABLA 7.2. INGRESOS ANUALES ESTIMADOS EN BASE AL PRECIO MEDIO DE 
LA ENERGÍA ......................................................................................................... 88 
TABLA 7.3. PRESUPUESTO GLOBAL DEL PROYECTO .......................................... 90 
TABLA 7.4. CALCULO DEL COSTE ANUAL CON UN INCREMENTO DEL 2,5% . 91 
TABLA 7.5. FLUJO DE CAJA A PARTIR DEL PRECIO MEDIO 2017-2019 .............. 91 
TABLA 7.6. FLUJO DE CAJA A PARTIR DE UN +10% DEL PRECIO MEDIO 2017-
2019 ......................................................................................................................... 93 
TABLA 7.7. FLUJO DE CAJA A PARTIR DE UN +20% DEL PRECIO MEDIO 2017-
2019 ......................................................................................................................... 95 
TABLA 7.8. FLUJO DE CAJA A PARTIR DE UN -10% DEL PRECIO MEDIO 2017-
2019 ......................................................................................................................... 97 
TABLA 7.9. FLUJO DE CAJA A PARTIR DE UN -20% DEL PRECIO MEDIO 2017-
2019 ......................................................................................................................... 99 
 
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1 INTRODUCCIÓN 
Desde la primera regulación del Sector Eléctrico en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, 
se ha venido fomentando, en mayor o menor medida, la transición hacia el uso exclusivo 
de fuentes de energía renovables en la producción de electricidad. Estas regulaciones han 
sido especialmente motivadas por el aumento de la presión social hacia un modelo de 
consumo más sostenible, buscando reducir el uso de combustibles fósiles cuya 
combustión provoca la emisión de gases contaminantes y los cuales se encuentran en 
cantidades limitadas o agotables a corto plazo. 
Una de estas alternativas transforma la energía procedente de la radiación solar en energía 
eléctrica gracias al efecto fotovoltaico. Las principales ventajas de dicha tecnología frente 
a otro tipo de renovables son su versatilidad, su fácil instalación, y el bajo coste de 
mantenimiento que requiere. Sin embargo, la tecnología aun presenta precios elevados y 
unos rendimientos que quedan muy lejos de los que podemos obtener a partir de otras 
tecnologías como la hidráulica o eólica. 
La luz y el calor que recibimos del Sol son debidas a la fusión de núcleos de Hidrógeno, 
liberando energía en forma de ondas electromagnéticas. Es por tanto una fuente de energía 
inagotable y gratuita, motivo por el cual la producción fotovoltaica se considera una 
energía renovable. Cuando la radiación solar incide sobre la célula fotovoltaica, los 
fotones excitan a los átomos contenidos en el material semiconductor que las conforma, 
arrancando los electrones de su posición original y dejando un hueco en el átomo 
excitado. La disposición de la célula fotovoltaica obliga a dicho electrón a circular hacia 
el lado opuesto de la placa, produciendo una diferencia de potencial y, por tanto, una 
corriente eléctrica. 
Los recursos de energía solar disponibles en la Tierra se distribuyen desigualmente a lo 
largo del mundo según se muestra en la Fig. 1.1, estando sujetos a variaciones 
estacionales. España, por su situación geográfica, cuenta con una radiación solar elevada 
en comparación con el resto de Europa (Fig. 1.2.), puesto que la radiación incidente 
perpendicularmente crece conforme nos acercamos a los trópicos. Y más concretamente, 
el terreno localizado en la provincia de Toledo cuenta con una radiación solar muy 
atractiva para este tipo de proyectos, como se puede observar en la Fig. 1.3. 
En el apartado 2.1. se ha realizado un análisis del marco regulador, habiéndose estudiado 
las principales leyes y reglamentos que aplican al proyecto y su evolución. 
Por otro lado, el apartado 7 incluye el análisis del entorno socioeconómico del proyecto, 
incluyendo el presupuesto estimado. 
 
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Fig. 1.1. Mapa global de irradiación anual horizontal en kWh/m2 [1] 
 
 
Fig. 1.2. Mapa europeo de irradiación anual horizontal en kWh/m2 [2] 
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Fig. 1.3. Mapa de irradiación anual en España en kWh/m2, sobre el ángulo óptimo de inclinación del 
módulo fotovoltaico [3] 
 
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2 EVALUACIÓN GENERAL DEL ENTORNO 
2.1 ANÁLISIS LEGAL Y REGLAMENTARIO. 
Los ejes fundamentales de la política energética nacional son la seguridad de suministro, 
el respeto por el medio ambiente y la competitividad económica. La aprobación de la Ley 
54/1997, de 28 de noviembre [4], reconocía la importancia del suministro de energía 
eléctrica para el funcionamiento de la sociedad actual, y su precio un factor decisivo para 
la competitividad de nuestra economía. Su aprobación supuso el inicio del proceso de 
liberalización del sector, reconociendo el transporte y la distribución de electricidad como 
un monopolio natural, y por tanto su necesaria regulación por parte del Estado. Esta ley 
trata de liberalizar el transporte y distribución mediante la generalización del acceso a 
terceros a las redes, estableciendo que la propiedad de las redes no garantiza su 
exclusividad. 
En esta ley se definieron los distintos sujetos que estarían involucrados en las actividades 
de suministro de energía eléctrica: 
● Productores, personas físicas o jurídicas cuya función es generar 
electricidad. 
● Autoproductores, los cuales generan electricidad para su propio consumo, 
estableciendo un mínimo de autoconsumo del 30% para una potencia 
inferior a 25 MW y al menos un 50% si su potencia instalada es mayor. 
● Transportistas, sociedades mercantiles cuya función es transportar energía, 
así como el mantenimiento y construcción de las instalaciones de 
transporte. 
● Distribuidores, sociedades mercantiles encargadas de operar las redes de 
distribución y proceder a la venta al consumidor final. 
● Comercializadores, personas jurídicas cuya función es la venta de energía 
eléctrica a consumidores cualificados. 
Así mismo, se garantiza el suministro en el territorionacional y se establece un régimen 
retributivo de las actividades destinadas al suministro de energía, diferenciando los cargos 
por tarifas y tarifas de la distribuidora. 
En dicha ley se realizó una primera diferenciación para la energía generada por fuentes 
renovables, reconocidas dentro del régimen especial de producción eléctrica, regido por 
disposiciones específicas. 
Se regula el acceso a las redes de distribución, estableciendo como único motivo por parte 
del gestor de la red de distribución para denegar el acceso a la red el no disponer de la 
capacidad necesaria. 
Esta Ley sentó las bases de regulación del Sector Eléctrico, y fue derogada y modificada 
diecisiete años después por la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico [5], 
considerando cumplidos gran parte de los objetivos, pero reconociendo que los cambios 
sufrido en el sector eléctrico requerían de una actualización de la normativa. 
Algunas de las medidas introducidas por esta ley se centran en garantizar la sostenibilidad 
económica y financiera del sistema eléctrico, buscando que los ingresos del sistema sean 
suficientes para costear los gastos del sistema, aprobando una revisión anual de las 
distintas partidas de ingresos y costes. También se eliminan los conceptos diferenciados 
de régimen especial y régimen ordinario, lo que supone regular de forma análoga las 
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instalaciones independientemente de la fuente de energía que utilicen. El régimen 
retributivo se basará en su participación en el mercado, aunque se establece un 
complemento retributivo para las renovables que les permitan competir en igualdad con 
el resto de las tecnologías, en lo que se define como una “rentabilidad razonable” de la 
planta de producción. Sin embargo, se prevé la posibilidad de introducir incentivos 
económicos futuros para la producción a partir de fuentes renovables, si existiera una 
obligación de cumplimiento de objetivos energéticos en el marco europeo o cuando su 
introducción supusiera una reducción del coste energético o de la dependencia del 
mercado exterior. 
Como complemento a esta Ley, se introdujo el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por 
el que se regula la actividad de producción de energía a partir de fuentes renovables, 
cogeneración y residuos [6]. Además de la retribución por la venta de la energía, se regula 
una retribución a la inversión (término por potencia instalada, Rinv en €/MW) para cubrir 
los costes de la inversión que no pueden ser recuperados y la retribución a la operación 
(Ro, en €/MWh) que cubre la diferencia entre los costes e ingresos de explotación, 
buscando la rentabilidad razonable de la planta. Dichas retribuciones serán percibidas 
durante la vida útil regulatoria de la instalación y se regularán cada seis años, divididos 
en dos semiperiodos regulatorios de tres años. Se crea una división para las distintas 
formas de generación renovable, siendo el subgrupo b.1.1 el que integra las instalaciones 
que utilicen la radiación solar como energía primaria mediante tecnología fotovoltaica. 
También introduce un anexo en el que se informa de la documentación necesaria para la 
inscripción en el registro del régimen retributivo específico de la instalación y la 
metodología para los cálculos de los distintos valores necesarios para determinar dicha 
retribución. 
También se establecen una serie de requisitos para el acceso y conexión a la red de las 
instalaciones de producción: 
● Para conexiones a líneas de distribución, la potencia total de la instalación 
no debe superar el 50% de la capacidad de la línea en el punto de 
conexión. 
● Si la conexión se realiza en subestaciones o centros de transformación 
(AT/BT), la potencia total instalada será inferior al 50% de la capacidad 
de transformación instalada para ese nivel de tensión. 
● Las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de 
energía renovable tendrán prioridad para la evacuación de la energía 
producida, con principal prioridad a las fuentes no gestionables. 
● Para la generación no gestionable, la capacidad de generación no excederá 
del 1/20 de la potencia de cortocircuito de la red en dicho punto. 
En cuanto al ámbito europeo, también se han emitido diferentes directivas en lo relativo 
al uso de energías renovables para fomentar su uso buscando cumplir una serie de 
requisitos de eficiencia energética y generación renovable. 
La última directiva al respecto es la Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y 
del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, relativa al fomento del uso de energía 
procedente de fuentes renovables [7]. En conformidad al Acuerdo de Paris de 2015 sobre 
el cambio climático, la Directiva establece un marco común para el fomento de la energía 
renovable, fijando un objetivo vinculante con relación a la cuota general de energía 
procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de al menos un 32% en 2030 
y las ayudas económicas para obtener dicho objetivo. En lo que a España respecta, se 
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estima una cuota de energía procedente de fuentes renovables del 8,7% en 2005 y un 
primer objetivo del 20% para 2020, lo que supone un aumento mínimo de 12 puntos en 
10 años, aunque no se descarta una revisión al alza en 2023 de los objetivos. Así mismo, 
establece normas sobre ayudas financieras a la electricidad generada por fuentes 
renovables, el autoconsumo y focaliza el cambio en los sectores de calefacción y 
refrigeración y el transporte, con una cuota mínima del 14% en este último, sectores clave 
en la descarbonización del sistema energético. Finalmente, la Directiva trata de 
simplificar los procedimientos administrativos para evitar que constituyan un obstáculo. 
Las diferentes leyes y decretos que rigen este tipo de proyectos son los siguientes: 
AMBITO EUROPEO: 
• Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo, 
de 11 de diciembre de 2018, relativa al fomento del uso de energía 
procedente de fuentes renovables. 
AMBITO NACIONAL 
• Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad 
de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía 
renovables, cogeneración y residuos. 
• Real Decreto 1955/2000 de 1 diciembre, por el que se regulan las 
actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y 
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. 
• Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. 
• Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el 
Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. 
• Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el 
Reglamento electrotécnico para baja tensión. en particular su 
instrucción técnica complementaria ITC-BT-40. 
• Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueban el 
Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en 
instalaciones eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas 
Complementarias ITC-RAT 01 a 23. 
• Real Decreto 223/2008, de 15 de febrero, por el que se aprueban el 
Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en 
líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas 
complementarias ITC-LAT 01 a 09. 
• Orden IET/3586/2011, de 30 de diciembre, por la que se establecen los 
peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2012 y las tarifas y primas 
de las instalaciones del régimen especial. 
• Guía Técnica de aplicación GUÍA-BT-40, Instalaciones Generadoras 
de Baja Tensión, en su edición vigente, publicada por el Ministerio de 
Industria, Energía y Turismo. 
• UNE 206007-1 IN: Requisitos de conexión a la red eléctrica. Parte 1: 
Inversores para conexión a la red de distribución. 
Página | 12 
 
PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN DEL OPERADOR DEL SISTEMA R.E.E 
 
• P.O.12.3: Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las 
instalaciones eólicase instalaciones fotovoltaicas de potencia superior 
a 2 MW 
• P.O.10.1: Condiciones de instalación de los puntos de medida 
• P.O.10.2: Verificación de los equipos de medida 
• P.O.10.3: Requisitos de los equipos de inspección 
• P.O.10.4: Concentradores de medidas eléctricas y sistemas de 
comunicaciones 
• P.O.10.5: Cálculo del mejor valor de energía en los puntos frontera y 
cierres de energía del sistema de información de medidas eléctricas 
En base al resto de normativas, se debe cumplir con las “Condiciones Técnicas de la 
Instalación de Producción Eléctrica Conectada a la Red de Iberdrola Distribución 
Eléctrica, S.A.U” y con el “Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas 
a Red” publicado por el IDAE. 
 
2.2 ANÁLISIS TECNOLÓGICO: 
La primera industria en utilizar la tecnología fotovoltaica para transformar la energía solar 
en electricidad fue la aeroespacial, integrando paneles solares en satélites a finales de los 
años 50. Desde entonces, dicha tecnología se ha ido integrando cada vez más en la vida 
cotidiana, utilizándose tanto para la comercialización de energía como para el 
autoconsumo, reduciéndose la dependencia de las energías no renovables. 
A pesar de que el uso de energías renovables siempre ha tenido un reclamo 
medioambiental, la tecnología ha sido históricamente una barrera importante para la 
recuperación de la inversión. Las bajas eficiencias de la tecnología solar y eólica 
provocaron que el gas natural y el petróleo supusieran el 62% de la generación global en 
2017. Sin embargo, una mejora exponencial en la energía renovable, tanto en eficiencia 
como en precio, ha permitido mejorar considerablemente su competitividad. En concreto, 
la eficiencia de los paneles solares comerciales se ha incrementado entre un 15% y un 
22% en los últimos años, tras dos décadas de estancamiento. La evolución de la tecnología 
ha alcanzado un punto de inflexión. Se estima que el LCOE se reducirá a la mitad en la 
próxima década, mientras que el precio unitario por Wp parece que se ha estabilizado en 
torno al 0.5 €/Wp (Fig. 2.2.). El LCOE (Levelized Cost of Energy) es un valor monetario 
utilizado para comparar las diferentes tecnologías de generación energética a partir del 
coste medio del kWh. Su evolución a lo largo de la última década se ve reflejada en la 
Fig. 2.1. 
Página | 13 
 
 
 
Fig. 2.1. Evolución LCOE para células cristalinas [8] 
 
 
Fig. 2.2. Evolución de los precios en €/Wp [8] 
 
Como podemos observar en los siguientes gráficos, la potencia fotovoltaica instalada en 
España creció considerablemente entre los años 2007 y 2012, motivado por las 
regulaciones favorables. Sin embargo, parece que se ha estancado en los últimos años, 
Página | 14 
 
por la incertidumbre del sector y las limitaciones gubernamentales, siendo ambas 
tendencias claramente visibles en la Fig. 2.3. Sin embargo, se espera que la potencia 
instalada anualmente vuelva a repuntar con las nuevas medidas regulatorias que se 
esperan, tales como aumentar del 5% actual a un 20% la potencia de cortocircuito que 
determina la capacidad máxima de cada nudo al tramitar la licencia de acceso a la red de 
distribución. 
 
 
Fig. 2.3. Evolución anual de la potencia fotovoltaica en España [9] 
 
En concordancia con el crecimiento y estancamiento de la potencia instalada, la Fig. 2.4. 
muestra la estabilización en la generación de energía a partir de esta tecnología en torno 
a los 8.000 GWh anuales. 
 
 
Fig. 2.4. Energía fotovoltaica generada en España [8] 
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En las Fig. 2.5. y Fig. 2.6. se puede observar la distribución porcentual de la generación 
eléctrica en España, donde las energías renovables van adquiriendo cada vez una 
importancia mayor, habiendo aumentado cerca de un 7% entre 2017 y 2018, encabezadas 
por las tecnologías eólica e hidráulica. 
 
Fig. 2.5. Estructura de generación renovable peninsular [10] 
 
 
Fig. 2.6. Estructura de generación eléctrica peninsular [10] 
 
Para el futuro se espera que la mejora en la eficiencia de una instalación fotovoltaica 
venga impulsada por los sistemas de almacenamiento como complemento a la tecnología. 
La generación de energía en horas pico permitiría almacenar la energía sobrante para su 
posterior venta o consumo a cualquier hora del día. Esto tendrá una especial importancia 
para el autoconsumo en hogares, donde el mayor uso de energía se da en horas donde la 
producción solar es baja o inexistente (por las mañanas y por las noches). El 
almacenamiento permitiría a la fotovoltaica terminar de consolidarse como alternativa 
energética, dándole la capacidad de gestionar el uso de la energía producida y los vertidos 
a red de forma flexible. 
Alternativamente, también se proponen la integración de la tecnología solar fotovoltaica 
en nuevas aplicaciones, como los sistemas híbridos energéticos, que combinan diferentes 
tecnologías para optimizar su eficiencia y reducir el consumo de combustibles 
convencionales. Actualmente, se hibridan tecnologías renovables y no renovables, pero 
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en un futuro se espera dejar de lado los combustibles convencionales y producir 
hibridaciones de tecnología renovable, como puede ser fotovoltaica y biomasa, 
combinando una fuente volátil y otra gestionable. 
Por último, también se ha comenzado a integrar la tecnología fotovoltaica en materiales 
de construcción como tejas o ventanas, de forma que el autoconsumo no suponga un 
impacto visual o modifique las características estructurales de los edificios. 
 
2.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL ENTORNO. 
Durante los últimos años, el mercado solar fotovoltaico ha sido impulsado no solo por la 
concienciación ciudadana hacia un modelo de consumo energético más respetuoso con el 
medio ambiente, sino también por las políticas y mecanismos de apoyo económico. Una 
de las principales barreras de entrada para los pequeños y medianos productores en el 
mercado eléctrico es la gran inversión inicial necesaria. Por tanto, la inversión ha 
dependido y depende en gran medida de los mecanismos de apoyo económico nacionales 
y regionales. 
En España, el rápido despliegue de la instalación fotovoltaica ha venido asociado a un 
incentivo gubernamental en concreto, la feed-in-tariff (FIT), por la cual, el productor de 
electricidad renovable inyectaba a la red electricidad a un precio superior al establecido 
por el mercado de energía. El Real Decreto-ley 9/2013 eliminó dicho incentivo el 13 de 
julio de 2013, introduciendo un nuevo marco regulatorio por el cual se modificaba el 
modelo de apoyo a las renovables, retirando el régimen especial y equiparando todas las 
instalaciones a la misma normativa. Se estableció un término de retribución a la inversión 
que permitía cubrir los costes de inversión que no pudieran ser recuperados a través de la 
venta de energía, permitiendo a la instalación obtener una rentabilidad razonable definida 
por el Gobierno. Adicionalmente, se introdujo un término de retribución a la operación 
que cubre la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos provenientes de la 
participación en el mercado eléctrico [8]. 
Por ejemplo, el Real Decreto Ley 15/2018, de 5 de octubre, introdujo importantes 
medidas para el fomento del autoconsumo, modificando el marco regulatorio del 
autoconsumo establecido en la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico. De esta forma se 
reconocía el autoconsumo como un elemento imprescindible para la obtención de una 
energía más limpia y barata. Se eliminaron barreras regulatorias que venían limitando y 
dificultando el autoconsumo, introduciendo medidas regulatorias basadas en tres 
premisas: derecho al autoconsumo de energía sin cargos, derecho al autoconsumo 
compartido y simplificar los trámites administrativos. 
Además, se proponían dos modalidades de autoconsumo, con y sin excedentes, dando la 
opción al autoconsumidor de vender la energía sobrantea la red de transporte y 
distribución, para instalaciones de producción no superiores a 100kW. 
Las recientes inversiones en i+D han permitido que la tecnología solar fotovoltaica haya 
incrementado su eficiencia tecnológica y económica exponencialmente, mejorando así su 
competitividad frente a las fuentes de energía convencionales. En concreto, el Foro 
Económico Mundial cifra en 20% la reducción del coste de la energía solar fotovoltaica 
en los últimos 5 años y, según se observa en la Fig. 2.7, se espera que para 2020 tenga un 
LCOE menor que el gas o el petróleo. Esta mejora de la competitividad económica del 
sector ha sido impulsada por las economías de escala y la evolución del proceso de 
producción, reduciendo considerablemente los costes. El principal coste en un proyecto 
de generación fotovoltaica es el de los módulos fotovoltaicos, que han reducido su valor 
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en un 22% desde 2009, incidiendo directamente en la caída del LCOE en los últimos 20 
años. En global, los costes de las instalaciones fotovoltaicas se han reducido en un 85%, 
reduciendo el periodo de amortización de las instalaciones, con una vida útil de 25 años 
[8]. La Fig. 2.8 muestra la evolución del precio unitario para proyectos de autoconsumo 
doméstico, comercial o proyectos a gran escala, pudiéndose observar el rápido descenso 
de los precios a principios de década. 
 
 
Fig. 2.7. Evolución del LCOE del carbón frente al LCOE de energías solar y eólica [11] 
 
 
Fig. 2.8. Evolución del coste por Wp instalado de tecnología fotovoltaica [8] 
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En cuanto a los mercados eléctricos, las subastas internacionales también están 
contribuyendo a reducir el precio y aumentar la competitividad de las renovables. En 
2018, las subastas de energía renovable llegaron a alcanzar los 20 US$/MWh en los 
lugares más soleados, según la Agencia Internacional de la Energía. La fotovoltaica es la 
tecnología que lidera esta reducción en costes, con un 77% entre 2010 y 2018, impulsada 
por la reducción de costes de los módulos fotovoltaicos (un 90% desde 2009). 
Por otro lado, el anteproyecto de Ley de Cambio climático y Transición Energética 
(LCCTE) de febrero de 2019, establecía diferentes objetivos con relación a la energía 
renovable, entre los que cabe destacar los referentes a la generación renovable: 
• Reducción de emisiones al menos un 20% respecto a 1990. 
• Al menos un 35% del uso final de la energía provenga de renovables. 
• Al menos un 70% del mix de generación eléctrica sea renovable. 
• Eficiencia energética de al menos el 35% 
En lo que a la fotovoltaica se refiere, se establece una potencia instalada objetivo de 
37GW en 2030, 4,5 veces más de la potencia prevista para 2020, lo que supone la 
instalación de al menos 2800 MW al año para lograr cumplir dicho objetivo. Esto hace 
esperar nuevos impulsos económicos para la instalación de plantas fotovoltaicas [11]. 
Actualmente, la contribución de la energía solar fotovoltaica se ha estabilizado en torno 
a un 7,5% de la generación renovable, que supone un 38,5% de lo consumido en España 
en 2018 [10]. 
En cuanto a la distribución territorial, la Fig. 2.9. señala la importancia de comunidades 
como Andalucía y Castilla-La Mancha, siendo las regiones con una mayor potencia 
instalada de tecnología fotovoltaica. 
 
 
Fig. 2.9. Potencia instalada por comunidad autónoma [11] 
 
Página | 19 
 
3 DESCRIPCIÓN DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA 
Se define una instalación fotovoltaica como un conjunto de módulos fotovoltaicos que, 
junto con otros equipos (cables, inversores, estructuras de soporte…) permiten generar 
energía a partir de la radiación solar recibida. 
El esquema general de una instalación fotovoltaica conectada a red es la mostrada a 
continuación en la Fig. 3.1.: 
 
 
Fig. 3.1 Esquema general de una planta solar fotovoltaica [12] 
 
Las instalaciones fotovoltaicas se pueden dividir en tres grandes grupos, dependiendo de 
la finalidad de estas: 
● Instalaciones fotovoltaicas aisladas de la red: buscan satisfacer la 
demanda energética residencial completa o parcialmente. Estas 
instalaciones dan la posibilidad de dos tipos de distribución: sistema 
centralizado o sistema descentralizado. 
● Instalaciones fotovoltaicas conectadas a red: aquellas instalaciones que 
son capaces de verter energía a la red de distribución pública, tanto si 
proviene de centrales fotovoltaicas como de plantas de autoconsumo. No 
necesitan sistema de almacenamiento y permiten obtener una 
remuneración por la venta de energía ya sea por los excedentes en 
autoconsumo o por el total de la producción en proyectos a gran escala. 
● Instalaciones híbridas: combinan módulos fotovoltaicos con una o más 
fuentes energéticas tales como aerogeneradores o motores Diesel. 
Aumenta la fiabilidad del sistema gracias a la combinación de dos fuentes 
de energía y aumenta la flexibilidad de la instalación, evitando la 
dependencia total de la radiación solar. 
 
Por lo general, los componentes de una instalación aislada son: 
● Sistema de captación: formado por los paneles solares que se encargan 
de la producción de energía. 
● Sistema de almacenamiento de energía: conjunto de baterías que 
permiten almacenar la energía producida en las horas donde la producción 
excede el consumo, para después consumir esa energía almacenada cuando 
la generación no sea suficiente. 
http://www.ecorresponsabilidad.es/pdfs/sala/seminarios/presentacion_inst_solar_conexion_red_sobre_cubierta.pdf
Página | 20 
 
● Sistema de regulación: consta de un regulador de carga, el cual controla 
la carga y descarga de las baterías para su correcto funcionamiento. 
● Sistema de transformación: compuesto por un inversor para transformar 
la corriente continua generada por la célula fotovoltaica en corriente 
alterna empleada por las instalaciones eléctricas. 
 
Por su parte, los componentes de una instalación conectada a red son: 
● Sistema de captación y sistema de transformación: cumplen la misma 
función que en las instalaciones aisladas. 
● Sistema de seccionamiento: sirve como protección entre nuestra central 
de producción y la línea de distribución a la que nos conectamos. Pretende 
evitar posibles contratiempos por subidas de tensión, cortocircuitos… 
● Sistema de vertido: línea de conexión entre nuestra planta y la red, a 
través del cual se realizará el vertido a red de nuestra energía generada. 
Generalmente cuenta con un centro de transformación que eleva la tensión 
a los valores de la línea de vertido. 
 
3.1 VENTAJAS E INCONVENIENTES DE UNA PLANTA SOLAR. 
El crecimiento tan destacado de la energía fotovoltaica frente a otras fuentes de energía 
renovable está motivado no solo por la creciente concienciación medioambiental, sino 
por sus numerosas y variadas ventajas. 
Como toda energía renovable, la energía solar es limpia, renovable e inagotable. Además, 
es gratuita y no hay una emisión de gases contaminantes directos, aunque, siguiendo los 
estándares internacionales, el impacto ambiental de estas tecnologías se calcula a lo largo 
de su cadena global de producción. Es en este sentido donde la huella ambiental del sector 
fotovoltaico se estima en un máximo de 28gCO2/kWh considerando tanto las emisiones 
directas como indirectas, mientras que energías como la biomasa (220gCO2/kWh), 
centrales de carbón convencionales (superior a 900gCO2/kWh) o de gas natural (500 
gCO2/kWh) producen un impacto mucho mayor. En el otro lado de la balanza 
encontramos a tecnologías más limpias, como es el caso de la hidráulica (24gCO2/kWh) 
o la energía nuclear (12gCO2/kWh), siendo esta última la que tiene una emisión de carbón 
menor [13]. 
Otra ventaja frente a fuentes renovables como la eólica o la hidráulica es el bajo impacto 
ambiental que produce su instalación, sin ningún impacto acústico, un bajo impacto 
paisajístico y una instalación relativamente simple.Pueden instalarse en casi cualquier 
lugar, pudiéndose adaptar a cualquier tamaño y localización, aunque siempre habrá 
condiciones óptimas. 
Es la única que no precisa de elementos rotativos, lo que se traduce en bajos costes de 
mantenimiento y funcionamiento de la instalación, permitiendo una amortización 
relativamente temprana (inferior a 10 años), tanto para autoconsumo como para huertos 
solares. Además, su vida útil ronda los 25 años, lo que convierte a la fotovoltaica en una 
de las tecnologías más viables económicamente para pequeños y medianos inversores. 
El diseño modular de las instalaciones permite localizarlas en prácticamente cualquier 
lugar, modificar la potencia instalada hasta cierto punto sin modificar el resto de los 
Página | 21 
 
elementos de la instalación eléctrica y adoptar la distribución, orientación e inclinación 
más conveniente para la localización geográfica del proyecto. 
Entre las principales desventajas de esta tecnología frente a sus competidoras no 
renovables, cabe destacar la estacionalidad de su producción, dependiendo tanto de la 
temperatura ambiente como de la radiación solar incidente, la climatología y las horas de 
luz. Otra notable desventaja es la baja eficiencia de los paneles, que suele estar entre un 
15% y un 25%, muy lejos de la eficiencia de centrales de ciclo combinado, con 
rendimientos del orden del 55% o las centrales hidroeléctricas, con rendimientos 
superiores al 75%. 
La fuerte inversión inicial también supone un posible contratiempo, aunque las economías 
de escala y el desarrollo tecnológico han abaratado el precio de la tecnología bastante a 
lo largo de los últimos años, situándose en la actualidad por debajo de 1€/Wp. 
La falta de elementos almacenadores de energía económicos y fiables supone que la 
energía solar deba generarse y consumirse simultáneamente, siendo necesario recurrir a 
fuentes de energía gestionables (hidráulica, centrales de combustión…) en las horas sin 
luz solar. 
 
3.2 DESCRIPCIÓN DEL EFECTO FOTOVOLTAICO 
El efecto fotovoltaico se encarga de transformar la energía procedente de la radiación 
solar en forma de fotones en energía eléctrica. Este proceso tiene lugar en las células 
fotovoltaicas, compuestas de materiales semiconductores, generalmente silicio puro, 
dopados con elementos químicos con el fin de mejorar sus propiedades eléctricas, 
generando silicio tipo N (con electrones libres) y tipo P (con huecos libres). Las células 
fotovoltaicas estarán formadas por la unión de una capa de cada tipo, en lo que se 
denomina unión PN. Esta unión genera un campo eléctrico permanente, de n hacia p, que 
obligará a circular a los electrones excitados por la radiación de la zona p a la n generando 
una corriente eléctrica y una diferencia de potencial. 
La conexión en serie y paralelo de células fotovoltaicas constituye los paneles solares, 
elemento principal utilizado en la generación de energía eléctrica a partir de la luz solar. 
 
3.3 SELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO 
La elección del terreno para la instalación es el primer paso de todo proyecto para venta 
a red de energía fotovoltaica. La viabilidad y rentabilidad del proyecto está muy 
condicionada por el emplazamiento elegido, siendo el principal motivo por el que se 
descartan las oportunidades de negocio encontradas por los comerciales. 
El primer paso es determinar el tamaño del terreno elegido. A partir de la referencia 
catastral, realizamos la búsqueda del terreno en el catastro nacional, donde vendrá 
indicada la superficie exacta del terreno y su localización. Aproximadamente, la 
instalación de 1MW de potencia nominal requiere de un espacio de 2,3 hectáreas de 
terreno. Se ha definido un mínimo de 1MW para la viabilidad de un proyecto de venta a 
red, debido a que la fuerte inversión inicial y los trámites necesarios no hacen rentables 
instalaciones de menor potencia para la empresa. 
Una vez asegurado el espacio necesario para una potencia rentable, debemos determinar 
la proximidad de una línea de distribución o de una subestación a la que poder verter la 
energía producida. La conexión a una red de transporte, propiedad de Red Eléctrica 
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Española, no está permitida. La situación ideal sería la de una subestación en un radio de 
500 metros, puesto que están diseñadas para absorber mucha más energía que una red de 
distribución o, si fuera necesario, la adicción de un nuevo módulo sería más fácil. En caso 
contrario, será necesario solicitar el punto de acceso a una línea de distribución, propiedad 
de la distribuidora. El vertido de energía estará limitado por la capacidad de la red en ese 
punto. La proximidad y la necesidad de atravesar terrenos colindantes son factores a tener 
en cuenta por los costes extras que puedan acarrear. 
Otra característica importante del terreno es su inclinación. Un terreno plano o con 
pendiente descendente hacia el sur permite una distribución de los paneles más compacta 
sin aumentar las pérdidas por sombras. Sin embargo, pendientes descendentes hacia el 
norte obligan a distanciar los paneles demasiado para evitar que se den sombra unos a 
otros, por lo que se reduce considerablemente la potencia instalada. Esta característica 
vendrá determinada por el Ground Coverage Ratio (GCR). La Fig. 3.2. ilustra el 
significado de este parámetro. 
 
 
Fig. 3.2. Ground Coverage Ratio [14] 
 
3.4 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 
En general, los módulos fotovoltaicos están fabricados a partir de silicio. La principal 
diferencia entre paneles es la pureza del silicio utilizado, habiendo una relación directa 
entre la pureza, la eficiencia y el precio. Distinguimos entre celdas monocristalinas y 
policristalinas. 
https://www.researchgate.net/figure/Interrow-shading-can-be-calculated-as-a-function-of-the-GCR-defined-as-the-ratio-of-PV_fig1_286702925
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• Celdas monocristalinas: se originan mediante un enfriamiento muy lento 
del silicio fundido dopado con boro, obteniéndose un lingote que 
posteriormente será cortado en finas obleas. Su color es un azul oscuro y 
uniforme y su geometría es redondeada. La estructura cristalina es 
continua e ininterrumpida, carece de bordes de grano, lo que favorece la 
conductividad y la generación de energía en la celda. 
• Celdas policristalinas: el silicio fundido se vierte directamente en 
moldes, lo que se traduce en un enfriamiento más rápido y descontrolado. 
Esto genera un mayor número de impurezas y discontinuidades en la 
estructura cristalina, obteniéndose numerosos bordes de grano que reducen 
su eficiencia. 
Además de sus diferencias estructurales, es fácil distinguir ambas técnicas simplemente 
con una inspección visual como en la Fig. 3.3.: 
 
 
Fig. 3.3. Diferencias visuales entre monocristalino y policristalino [15] 
 
Aunque estas son los dos tipos de celdas más utilizadas, también existen otras como las 
thin-film solar cells, celdas flexibles, paneles con capas transparentes, celdas orgánicas o 
celdas de concentración, aunque sus usos están más orientados a su integración en 
edificios o el autoconsumo y no para la generación eléctrica a gran escala. 
En cuanto a la eficiencia del panel, los ensayos se realizan en condiciones estándar, una 
temperatura de 25 ⁰C, una irradiancia de 1000W/m2 y una masa de aire espectral de 1,5. 
Sin embargo, lo normal es que los módulos no trabajen en esas condiciones, por lo que 
su eficiencia variará a lo largo del año. La eficiencia del módulo está muy condicionada 
por la temperatura, disminuyendo a medida que esta aumenta. 
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Los paneles fotovoltaicos se agrupan en filas o “strings” conectados en serie, que a su 
vez se conectan en agrupaciones de strings en paralelo conocidos como “array”. Estas 
conexiones permiten alcanzar valores elevados de tensión que ayudan a reducir las 
pérdidas producidas en las secciones de corriente continua. 
El Pliego de CondicionesTécnicas de Instalaciones Conectadas a Red publicado por el 
IDAE obliga a cumplir una serie de condiciones en relación a los módulos fotovoltaicos: 
deben llevar incorporados diodos de derivación para evitar posibles averías en las células 
y sus circuitos por sombras parciales sobre el panel, los marcos laterales serán de aluminio 
o acero inoxidable, su potencia máxima y corriente de cortocircuito deben estar 
comprendidas en torno al 3% de los valores nominales, la estructura del generador deberá 
estar conectada a tierra, se instalaran elementos para la desconexión de forma 
independiente de los módulos para su posible reparación. Así mismo, se obliga al 
fabricante a garantizar un rendimiento mínimo durante 25 años y una garantía de 10 años 
[16]. 
 
3.4.1 PARÁMETROS FUNDAMENTALES 
 
Para el dimensionado del proyecto debemos conocer los siguientes parámetros 
característicos de los módulos fotovoltaicos: 
• Potencia Nominal: Potencia máxima que producirá el panel en 
condiciones óptimas de radiación. Este parámetro se mide en una prueba 
en condiciones estándar de 1000W/m2 de irradiancia y 25ºC de 
temperatura de la célula. 
• Eficiencia del módulo: Nos indica la relación entre la potencia producida 
por el panel y la potencia solar recibida sobre el mismo, en condiciones 
estándar. 
• Tensión a la potencia nominal: Tensión asociada a la potencia máxima 
del panel. 
• Corriente a la potencia nominal Pmpp: Corriente que distribuye el 
panel a la potencia máxima. 
• Tensión en circuito abierto Voc: Máxima tensión que se obtienen en los 
bornes del panel cuando no están conectados al circuito. 
• Corriente de cortocircuito Isc: Máxima corriente que entrega el panel 
cuando no está conectada a ninguna carga y se cortocircuitan sus bornes. 
• Temperatura de operación: Rango de temperaturas para las que se 
asegura el buen funcionamiento del panel. Se debe considerar por tanto 
las temperaturas máximas y mínimas anuales e históricas de la zona 
elegida. 
• Dimensiones del panel: Su importancia radica en el cálculo del espacio 
entre filas paralelas de paneles para evitar sombras entre ellas. 
• Máxima tensión del sistema: Tensión máxima que soportan los 
módulos. Limita el número de paneles en serie que puede tener el string, 
por lo que en proyectos de grandes dimensiones conviene elegir el valor 
mayor para poder reducir el número de string y elevar la tensión de estos, 
reduciendo así las pérdidas en continua. 
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• Coeficientes de temperatura: Indican el cambio porcentual de los 
parámetros de potencia máxima, tensión en circuito abierto y corriente de 
cortocircuito en función de la temperatura del panel. Son parámetros 
fundamentales para conocer los parámetros de funcionamiento de los 
paneles en las condiciones climatológicas más adversas de la zona. 
La Fig. 3.4. muestra una curva característica genérica de un módulo fotovoltaico, donde 
se observa la relación entre tensión, corriente y la curva de máxima potencia: 
 
 
Fig. 3.4. Curva genérica de corriente, tensión y potencia de una célula solar fotovoltaica [17] 
 
3.5 ESTRUCTURA DE SOPORTE 
Dentro de la amplia variedad de estructuras de soporte existentes en el mercado, debemos 
seleccionar un modelo que se adapte a las condiciones específicas de nuestra instalación, 
tales como tipo de suelo, inclinación deseada o condiciones climatológicas [18]. 
• Situación geográfica: La elección del terreno y su localización es la 
primera parte del diseño de un huerto solar y es el primer factor a tener en 
cuenta a la hora de elegir la estructura de soporte. La latitud del terreno 
será la que va a indicar la inclinación óptima del panel, según la cual la 
radiación solar incidirá con un ángulo óptimo y se obtendrá la mayor 
eficiencia posible basada en las variaciones del ángulo de incidencia en 
función de la estación. 
 
Página | 26 
 
• Condiciones climáticas: Debemos tener en cuenta parámetros como la 
velocidad del viento, que nos puede obligar a aumentar las fijaciones y 
peso de la estructura o la humedad, que nos indicará el componente a 
utilizar para evitar la abrasión. También se debe considerar el número 
medio anual de días de nieve, debiéndose adaptar la inclinación de la 
estructura para que la nieve no se acumule en los paneles, reduciendo la 
producción y sometiendo a un mayor peso a la estructura. 
Para el cálculo del ángulo óptimo de inclinación en nuestro terreno, utilizaremos la 
herramienta PVGIS. Hay que tener en cuenta que no se comercializan todo tipo de 
ángulos, por lo que elegiremos el más parecido al óptimo. 
A rasgos generales, las estructuras de soporte pueden ser fijas o con seguimiento solar. 
Los sistemas de seguimiento aprovechan al máximo la radiación solar, situando la 
superficie del panel perpendicular a los rayos solares durante todo el día. Esto supone 
aproximadamente un 35% más de energía recibida en un día. Se ha calculado que un panel 
móvil es entre un 27% y un 40% más productivo que un sistema solar fijo, mientras que 
supone aproximadamente una inversión un 18% mayor, lo que implica que el uso de 
“trackers” será muy beneficioso a largo plazo para la instalación. 
Sin embargo, los distribuidores de estos sistemas de seguimiento dan prioridad a pedidos 
grandes, del orden de 5MW o superiores, por lo que hemos descartado esta opción para 
nuestro proyecto, por no disponer de la potencia necesaria para realizar un pedido al 
distribuidor. 
Según Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red publicado por 
el IDAE, las estructuras de soporte deben resistir las sobrecargas por viento y nieve, 
permitirá las dilataciones térmicas, debe estar protegida contra la acción de agentes 
ambientales externos y la geometría de la propia estructura no debe dar sombras a los 
paneles que sujeta la misma [16]. 
 
3.6 INVERSOR 
El inversor solar es un elemento fundamental en toda planta fotovoltaica, pues las placas 
solares generan energía en corriente continua, siendo necesaria su transformación a 
corriente alterna para la distribución por la red. 
Hay varios tipos de módulos disponibles en el mercado: 
• Inversor central: se caracterizan por la conexión de un conjunto de paneles en 
serie por string, no siendo posible la monitorización y control individualizada de 
cada panel, pero reduce la inversión. Se utilizan cuando los paneles se orientan 
todos en la misma dirección y no hay sombras que vayan a limitar la producción 
de algún panel limitando así la producción de todo el string. 
• Microinversores: son más utilizados para el autoconsumo o instalaciones 
pequeñas. Se integran directamente en cada panel, lo que permite monitorizar la 
producción individualmente y maximizarla, eliminando el “cuello de botella” de 
las conexiones en serie. 
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En la selección del inversor debemos tener en cuenta una serie de características: 
• Rendimiento: relaciona la potencia de entrada y la potencia de salida del inversor. 
Debe ser al menos de un 92% cuando la instalación se encuentre produciendo al 
50% de su potencia nominal y del 94% cuando lo haga al 100%. 
• Tensión nominal: tensión en los bornes de entrada del inversor. 
• Potencia máxima de transformación: Cantidad de energía máxima que es capaz 
de transformar, suele estar expresada en W. 
• Seguidor del punto de máxima potencia (MPP): adaptador eléctrico que hace 
trabajar a los paneles en el punto de su curva característica donde generen la 
máxima potencia. 
• Potencia nominal: la potencia nominal se calcula como el 85% o 90% de la 
potencia total instalada, potencia máxima que generarán los paneles en 
condiciones normales. No se calcula para el 100% o se sobredimensiona porque 
si no la mayor parte del tiempo, el inversor trabajaría con un rendimiento menor. 
• Factor de potencia: relación entre la potencia activa y reactiva que suministra el 
inversor. Loideal es que su factor de potencia sea 1, de forma que toda la potencia 
suministrada sea activa y no se produzcan pérdidas por reactiva. 
• Distorsión armónica (THD): indica el porcentaje de contenido armónico 
máximo de la tensión en alterna a la salida del inversor. Cuanto más baja, mejor 
será el rendimiento. 
• Protecciones: el inversor debe incorporar una serie de protecciones contra 
sobrecargas, cortocircuitos, sobrecalentamiento, funcionamiento en modo isla, 
inversión de polaridad y un grado de aislamiento IP30 si está situado en el interior 
de un edificio o IP65 si está en el exterior. 
Cumpliendo con el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red 
publicado por el IDAE, el inversor debe tener una potencia máxima que permita en todo 
momento obtener el máximo rendimiento de la instalación, debe funcionar como fuente 
de corriente, autoconmutado, con seguimiento automático del punto de máxima potencia 
del generador y no funcionar en isla. Debe incorporar protecciones frente a cortocircuitos 
en alterna, tensiones de red fuera de rango, frecuencias de red fuera de rango, 
sobretensiones y perturbaciones en la red [16]. 
 
3.7 CABLEADO Y PROTECCIONES 
Los cables se encargan de transportar la energía generada desde los módulos hasta la línea 
de distribución, pasando por el inversor, el centro de transformación y la línea de vertido. 
Su correcto dimensionado permite limitar las pérdidas en la instalación. Se debe tener en 
cuenta su longitud, sección, conductividad o la intensidad que los atravesará. 
También se debe dimensionar la canalización del cableado, en concreto el cableado 
conecta los paneles con el centro de transformación, que deberá ser entubado y soterrado 
para protegerlo. 
Al igual que le resto de partes de la instalación, deben estar diseñadas de acuerdo con el 
Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red publicado por el 
IDAE. Entre los puntos más importantes, el conexionado de los polos positivos y 
negativos de cada grupo de módulos por separado y protegidos, deben ser de cobre, con 
sección adecuada para evitar caídas de tensión inferior al 1,5% y sobrecalentamientos, 
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debe tener una longitud tal que evite esfuerzos en los elementos de la instalación y el 
cableado de continua será de doble aislamiento [16]. 
Así mismo, la propietaria de la red de distribución a la que se realizará el vertido, 
Iberdrola, requiere el cumplimiento de una serie de requisitos descritos en sus condiciones 
técnicas. 
 Entre otros, toda instalación generadora debe estar dotada de un sistema de protección y 
un interruptor automático que permita su desconexión en caso de una falta en la red o en 
la instalación generadora, en línea con el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, 
Reglamento de Alta Tensión y las Instrucciones Técnicas Complementarias (ITC) 
correspondientes [19]. 
Aunque el inversor viene integrado con las protecciones que este requiere, es necesaria la 
instalación de protecciones adicionales en el resto de los elementos de la instalación, de 
forma que se cumplan con las especificaciones de la distribuidora. 
En la zona previa al inversor, debemos contar con protecciones de corriente continua, 
tales como fusibles y seccionadores. 
Por otro lado, las protecciones en el punto de conexión de alterna requeridas por la 
propietaria de la línea son las siguientes: 
• Un relé de máxima y mínima frecuencia (81m-M) conectado entre fases 
ajustado a 51 Hz y 48 Hz con una temporización de 0,2 y de 3 segundos 
respectivamente. 
• Un relé de máxima tensión (59) conectado entre fases ajustado a 1,1 de la 
tensión media entre fases con una temporización de 0,6 segundos. 
 
• Un relé trifásico de mínima tensión ajustado a 0,85 Un con una temporización 
de 1,5 segundos. 
 
• Un relé de máxima tensión homopolar (59N) conectado en triangulo abierto 
ajustado a 20 voltios para T/t con secundario en triangulo abierto de tensión 
nominal 110/3 con una temporización en 0,6 segundos. 
 
• Interruptor magnetotérmico diferencial general. 
La Fig. 3.5. muestra un esquema general para la implementación de las medidas de 
protección descritas previamente. 
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Fig. 3.5. Esquema de protecciones para instalaciones generadoras conectadas a red [19] 
 
3.8 PUESTA A TIERRA DE LA INSTALACIÓN 
La conexión a tierra es un requisito indispensable para la seguridad de toda instalación 
eléctrica. Asegura el buen funcionamiento de las protecciones y limita la tensión con 
respecto a tierra que puedan presentar toda masa metálica conectada. También previene 
posibles averías debido a sobretensiones o cortocircuitos. Consiste en una conexión 
directa de sección suficiente y sin protección alguna entre cada elemento de la instalación 
y la tierra. También debe permitir el paso de corrientes generadas por descargas de origen 
atmosférico. 
Consiste en una unión metálica directa entre la instalación y el terreno sobre el que se 
encuentra, siendo el terreno el encargado de disipar las corrientes. Para ello, se entierra 
un grupo de electrodos en el suelo. Pueden ser en forma de picas o láminas planas, que se 
conectan entre sí y a su vez a la línea de enlace con el punto de puesta a tierra de la 
instalación. Toda la instalación permanecerá enterrada, por lo que debe garantizarse una 
unión perfecta por su difícil acceso para reparaciones. 
Para cumplir con el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red 
publicado por el IDAE, se debe asegurar que todas las masas de la instalación, tanto las 
de sección continua como las de alterna, estén conectadas a una única tierra. Esta tierra 
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debe ser independiente de la tierra del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con 
el Reglamento de Baja Tensión [16]. 
Por su parte, la compañía Iberdrola también establece sus propios requisitos. En concreto, 
el accionamiento del seccionador de puesta a tierra de la instalación generadora situado 
en el lado de la línea de Iberdrola estará bloqueado mediante un candado normalizado por 
Iberdrola con su correspondiente señalización para evitar accidentalmente la puesta a 
tierra de la línea por parte de la instalación generadora [19]. 
 
3.9 SISTEMA DE TELECONTROL, TELEMEDIDA Y FACTURACIÓN 
El sistema de telemedida nos permite realizar un seguimiento del estado de nuestra 
instalación y detectar posibles fallos en los generadores. Garantiza permanentemente la 
fiabilidad, seguridad y calidad del sistema eléctrico, enviando medidas en tiempo real a 
Iberdrola. Se debe ubicar en el punto de conexión a la red y debe recoger las tensiones y 
corrientes vertidas a la red. 
Por otro lado, el sistema de telecontrol actúa sobre el sistema de conexión de la instalación 
para permitir su desconexión remota en caso necesario por parte de la propietaria de la 
red. Iberdrola obliga a ubicarlo en el punto de conexión a su red mediante un centro de 
seccionamiento siguiendo el esquema de la Fig. 3.6.: 
 
 
Fig. 3.6. Esquema del centro de seccionamiento [19] 
 
El sistema de facturación será un contador que permita medir la energía vertida a la red. 
Según la normativa vigente, se instalará un contador homologado por la empresa 
distribuidora. A partir de estos datos, se realizará la facturación a la compañía por la 
energía vertida. 
 
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3.10 INSTALACIONES DE SEGURIDAD Y VIGILANCIA 
El elevado coste de la inversión requiere la contratación de un seguro que cubra los 
posibles daños que sufra la instalación a lo largo de su vida útil. Como requisito habitual 
de las aseguradoras, la instalación debe contar con ciertas medidas de seguridad tales 
como vallado, cámaras de videovigilancia o alarma conectada a una central todo el año. 
Así mismo, debe disponer de una alimentación de seguridad en caso de fallo eléctrico que 
asegure el funcionamiento de estas instalacionesdurante al menos 72 horas. 
 
3.11 MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN 
La compañía deja en manos del titular de la instalación generadora el mantenimiento de 
esta, asumiendo el compromiso de mantener las instalaciones de su propiedad en servicio, 
así como las protecciones y elementos de maniobra de su propiedad que garanticen la 
exportación de energía en condiciones de seguridad. Para ello, se debe disponer de un 
contrato con una empresa especializada en el mantenimiento de este tipo de instalaciones 
[19]. 
 
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4 SELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO 
4.1 INFORMACIÓN CATASTRAL 
El proyecto se llevará a cabo en un terreno localizado en el polígono 3 Parcela 5 (La 
Sartén). El terreno disponible cuenta con una superficie total de 210 hectáreas, localizado 
en el término municipal de Layos, Toledo. El terreno es una propiedad privada de un 
terrateniente al que se le ofrece un contrato de arrendamiento por su parcela durante el 
periodo de utilización de este, siendo la empresa la que cargará con toda la inversión y 
desarrollo de la instalación y sobre la que recaerá todo el beneficio de la instalación. La 
Fig. 4.1. muestra la información catastral de la finca, mientras que en la Fig. 4.2. se puede 
observar la delimitación de la parcela a estudiar. 
 
 
Fig. 4.1. Información catastral del terreno 
 
 
Fig. 4.2. Cartografía catastral del terreno 
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4.2 SELECCIÓN DEL ESPACIO ÚTIL 
El primer paso es localizar el terreno en Google Maps (Fig. 4.3.), para poder conocer las 
características generales tales como orientación, cercanía a una subestación o red de 
distribución etc. 
 
 
Fig. 4.3. Localización del terreno [20] 
 
 
Fig. 4.4. Vista satélite del perímetro del terreno [20] 
 
Como se puede observar en la Fig. 4.4, la extensión del terreno es demasiado amplia para 
un proyecto de entre 1 y 5 MW. En función de la orientación e inclinación del terreno, se 
ha estimado que hay capacidad para 1MW por cada 2,3-2,5 hectáreas, considerando la 
separación entre paneles para evitar sombras y el espacio reservado para los elementos 
adicionales de la instalación, por lo que es necesario realizar un filtrado del terreno para 
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seleccionar la ubicación óptima para la planta, con una superficie entre 2,5 y 12,5 
hectáreas. 
Mediante una primera inspección visual del terreno, se observan zonas arboladas de difícil 
acceso, que se descartan por los sobrecostes que conllevaría acondicionar el terreno a la 
instalación talando los árboles y limpiando la zona. Otro aspecto que se debe tener en 
cuenta es la proximidad de una línea de distribución o centro de transformación, para 
ahorrar en costes por la línea de vertido a red. La Fig. 4.5. permite determinar la existencia 
de un poste de la línea que atraviesa la finca. 
 
 
Fig. 4.5. Identificación de un apoyo de la línea de distribución [20] 
 
Tras identificar la existencia de una red de distribución, se deben estimar las 
características de la red que atraviesa la finca, debemos realizar una inspección visual de 
los apoyos de la línea. En primer lugar, observamos la disposición de un único circuito 
de conductores siendo el apoyo una celosía de acero. Todo ello hace indicar que 
efectivamente se trata de una línea de distribución en media tensión. Tras contactar con 
la empresa propietaria de la red, Iberdrola, se confirma que se trata de una línea de media 
tensión a 20kV. La Fig. 4.6. ilustra la línea de distribución (en amarillo) y la zona del 
terreno que procederemos a estudiar más en profundidad para llevar a cabo el proyecto 
(en azul). 
 
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Fig. 4.6. Acotación del área de estudio y línea de distribución [20] 
 
El propietario del terreno también ha participado en el proceso de selección de las 
subparcelas a estudiar, ofreciendo dos opciones de las que está más dispuesto a alquilar 
por cuestiones personales. De esta forma queda acotado el espacio que será analizado más 
en profundidad para determinar las distintas características del terreno y su influencia en 
el diseño del proyecto, mostrado en la Fig. 4.7. 
 
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Fig. 4.7. Preferencias del propietario para la selección del terreno 
 
4.3 ESTUDIO DEL PERFIL DEL TERRENO 
El siguiente paso en el análisis del terreno es estudiar la orientación e inclinación del 
terreno, mediante el uso del software “Google Earth Pro”, que nos permite obtener un 
perfil del terreno preciso. Se debe tener en cuenta que la inclinación del terreno con 
respecto al sur influye en el espaciado entre filas o “strings” de paneles, necesario para 
evitar sombras entre ellos. Cuanta más caída tenga el terreno hacia el sur, más juntas se 
podrán colocar las filas y, por tanto, aprovecharemos mucho mejor el espacio. Sin 
embargo, un terreno con pendiente ascendiente hacia el sur obliga a espaciar las filas más 
y aumentar la superficie empleada, con el consecuente sobrecoste en alquiler del terreno. 
Analizando la primera opción, se observa que la zona situada más al sur del terreno tiene 
una pendiente descendente de entre un 2% y un 7%. La Fig. 4.8. y la Fig. 4.9. muestran 
una orografía bastante uniforme y con una ligera inclinación sur del terreno, ambas 
características son muy positivas para el diseño posterior, puesto que permiten un mejor 
aprovechamiento del terreno disponible. 
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Fig. 4.8. Perfil del terreno, pendiente sur máxima del 6% [21] 
 
 
Fig. 4.9. Perfil del terreno, pendiente sur máxima del 7% [21] 
 
La Fig. 4.10. muestra cómo, a medida que nos alejamos de la zona arbolada, el perfil se 
vuelve más irregular, con inclinación norte y un cambio en el perfil de inclinación, lo que 
indica que se trata de una pequeña colina, siendo este tipo de orografía poco recomendable 
para proyectos que busquen obtener el máximo rendimiento del terreno, puesto que 
obligarían a distanciar los módulos más de lo habitual para evitar sombras. 
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Fig. 4.10. Perfil del terreno, cambio de inclinación norte-sur [21] 
 
Si se continua el análisis hacia la zona norte del terreno, las Fig. 4.11. y 4.12. muestran la 
existencia de una nueva pendiente descendente, aunque de menor ángulo y con una 
superficie de terreno menor, con capacidad para una cantidad de potencia nominal más 
reducida. 
 
 
Fig. 4.11. Perfil del terreno, pendiente sur máxima del 3% [21] 
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Fig. 4.12. Perfil del terreno, pendiente sur máxima del 2% [21] 
 
Conforme nos movemos hacia el norte, el perfil orográfico adquiere una cierta inclinación 
norte, con una pendiente negativa de un máximo de 2,3 grados aproximadamente. Como 
se ha explicado previamente, en caso de ser posible, priorizaremos la elección de una 
zona con inclinación sur. Sin embargo, en caso de no haber alternativa para el diseño, esta 
zona del terreno también cuenta con un perfil del terreno bastante regular. La Fig. 4.13. y 
Fig. 4.14. muestran los perfiles descritos previamente. 
 
 
Fig. 4.13. Perfil del terreno, pendiente ascendente [21] 
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Fig. 4.14. Perfil del terreno, pendiente ascendente [21] 
 
En cuanto a la segunda opción de terreno presentada por el propietario, en la Fig. 4.15. se 
puede observar que tiene un perfil muy irregular e inclinado hacia el norte. Además, la 
distancia a la red de distribución supone otro aspecto negativo de dicha parcela, por lo 
que queda descartada. 
 
 
Fig. 4.15. Perfil del terreno alternativo [21] 
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Tras haberse analizado los distintos perfiles de elevación del terreno y con el objetivo de 
elegir la opción que maximice el uso del terreno, se han reducido las opciones a las dos 
zonas que teóricamente cumplen mejor con los requisitos previamente descritos: 
• Zona norte (Fig. 4.16.) 
o Terreno con una ligera inclinación sur, de hasta 2 grados. 
o Zona accesible por un camino rural colindante. 
o Geometría rectangular,